Капитальный ремонт скважин: Методические указания к выполнению курсовой работы. Часть 1

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет»

МЕТОДИЧЕСКОЕ УКАЗАНИЕ к выполнению курсовой работы по дисциплине «Капитальный ремонт скважин» для студентов специальности 090800 «Бурение нефтяных и газовых скважин» специализации 090803 «Капитальный ремонт скважин» очной и заочной форм обучения. Часть I.

Тюмень 2002

1

Утверждено редакционно-издательским советом Государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет»

Методическое указания содержит примерную тематику курсовых работ, выполняемых на основе индивидуального задания. Курсовая работа имеет своей целью закрепить у студентов лекционный материал по дисциплине «Капитальный ремонт скважин», научить их успешно изучать и эффективно применить в курсовой работе современные технологии и технические средства по ремонту и восстановлению бездействующих скважин.

Составители:

Зозуля Г.П., д.т.н., профессор Герасимов Г.Т., к.т.н., доцент Тулубаев А.Б., ассистент Листак М.В., ассистент

© Тюменский государственный нефтегазовый университет 2002 г. 2

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ В методических указаниях приведены теоретические аспекты основных видов работ при текущем и капитальном ремонте скважин. Описаны инженерно-геологическая характеристика месторождения, анализ применяемых на месторождении видов ремонтов скважин (ПРС и КРС). Приведены методики выбора и расчета жидкости глушения скважин, ее плотности, компонентного состава, оценки эффективности ремонтных работ, их обоснование и расчет. Подготовлены рекомендации по гидравлическому разрыву пласта, по гидропескоструйной перфорации скважин, приведен расчет газлифта, прочностных характеристик НКТ (в том числе «гибких»). Приведен расчет экономической эффективности рассматриваемых видов ремонтных работ и критический анализ применяемых технологий ремонта скважин с учетом охраны недр и окружающей среды. Подготовка к защите курсовой работы имеет следующие цели: 1. Помочь студенту углубить изучение современных технологий и технических средств по ремонту и восстановлению бездействующих скважин. 2. Курсовая работа должна реально отразить умение студента формулировать выводы и рекомендации по результатам изученных теоретических и практических основ, выработки научного подхода к решению производственно-технических задач. 3. Курсовая работа выполняется на основе изучения директивных государственных и правительственных документов и материалов, литературных и статистических источников, текущих научных и методических материалов ряда предприятий нефтяной и газовой отраслей, на базе исходных данных исследуемого предприятия. Выбор темы курсовых работ, выполняемых на основе индивидуального задания. Курсовая работа по содержанию должна включать научнометодическую, аналитическую и проектную части и содержать в себе: • обоснование актуальности темы, цели и задачи курсовой работы; • изучение и обоснование выбора научной и методической литературы, используемой студентом для проведения расчетно- аналитической работы по исследуемой тематике; • анализ состояния и обобщение результатов по выбранному объекту исследования; • разработка системы мер, рекомендаций по исследуемой проблеме с расчетом эффективности.

3

Объем, структура и содержание курсовой работы. Курсовая работа состоит из пояснительной записки в объеме 40-50 страниц рукописного текста; 30-40 страниц машинописного текста. Графическая часть может быть выполнена на 1-2 листах 24 формата (таблицы, схемы, чертежи, диаграммы), где должны быть отражены результаты расчетов от внедрения предлагаемых в проекте нововведений. При расчетах и обоснованиях в тексте сначала ставится цель определения параметра или комплексов параметров, делается ссылка на литературный источник, приводится формула в символах с их расшифровкой и величинами (при необходимости) значений промежуточных параметров, их размерности в системе СИ. После определения и обоснования числовых значений параметров формулы производится числовой расчет без промежуточных вычислений. Формулам присваивается сквозной по тексту записки номер, располагаемый справа от формулы в круглых скобках. Каждый раздел или подраздел расчетно-пояснительной записки должен начинаться с текста и по мере необходимости сопровождаться таблицами и рисунками. Таблицы и рисунки должны иметь нумерацию сквозную по всему тексту. Например: таблица 1, таблица 2, рисунок 1, рисунок 2 и т.д. Все рисунки (схемы, графики, фотографии и т.д.) должны иметь, кроме нумерации, расшифровку самого рисунка а также ниже под рисуночную надпись. Анализ и обработку материалов следует проводить в краткой корректной форме со ссылкой на метод обработки или первоисточник. Расчетно- пояснительная записка в сброшюрованном виде сдается на проверку руководителю в согласованные со студентом сроки. Защита курсовой работы производится перед комиссией в составе 23 преподавателей кафедры в присутствии желающих студентов. В процессе защиты студент в кратком докладе (10-15 мин.) дает обоснование и решение поставленной в задании задачи и отвечает на заданные ему вопросы. Работа с учетом качества ее выполнения, доклада и результата ответов на вопросы оценивается комиссией дифференцированной оценкой. Содержание пояснительной записки В основную часть курсовой работы входит теоретический или методический, расчетно- аналитический и проектный разделы. Перечень и объем работ по разделам (с учетом их специфики) устанавливаются руководителем. В теоретической части студент должен на основе изучения директивных документов, литературных источников показать значение и основы исходных теоретических и методических положений, современных требо-

4

ваний к этой проблеме, существующий опыт в данной области, основные тенденции и перспективы развития и совершенствования. Кроме того, в этой части необходимо описать особенности работы нефтегазодобывающих предприятий в Западной Сибири, обусловленные геологическим строением разрезов месторождений. Теоретическая часть должна содержать инженерно- геологическую характеристику условий, сведения о стратиграфии и литологии пород разреза, их водо-, нефте- и –газоносности, в величинах пластовых давлений гидроразрыва пород по разряду скважин, температуре пород, их пористости и проницаемости. В расчетно-аналитической части излагаются результаты самостоятельного анализа на основе самостоятельного выбора видов ремонтных работ, типа вида и состава жидкости для ремонта скважин и др. Расчет экономической эффективности рассматриваемых видов ремонтных работ. В зависимости от выбранной тематики используются соответствующие формы, средства и методы. Этот раздел пишется на основе принятой методики и анализа инженерно- геологической характеристики разреза месторождения (площади, участка), анализа применяемых на месторождении видов ремонтов скважин (ПРС и КРС), результатов разовых исследований, положений и инструкций. В проектной части студент разрабатывает рекомендации и предложения по исследуемой теме. Каждое мероприятие по технической и экономической эффективности должно быть четко сформулировано и обосновано. Основой для их разработки должны служить рекомендации, вытекающие из проведенных самостоятельных исследований, теории и опыта других предприятий отрасли. Дается техническое обоснование и критический анализ применяемых технологий ремонта скважин с учетом охраны недр и окружающей среды. Организация выполнения и защита курсовых работ. 1. Студентам предоставляется право выбора темы курсовой работы из перечня тем, предлагаемых руководителем курсовой работы. Кроме того, студент может предложить свою тему в соответствии со своими интересами и запросами производства. 2. За каждым студентом закрепляется руководитель курсовой работы, который выдает задание на курсовую работу. 3. Студент на основе выданного руководителем задания самостоятельно подбирает необходимую литературу по теме курсовой работы, разрабатывает примерный план и ее содержание, а также календарный график выполнения работы. 5

Ниже приводится план и методические рекомендации для выполнения курсовой работы. 2. ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА. Пояснительная записка состоит из титульного листа (приложение А), содержания, задания на курсовое проектирование (приложение Б). ВВЕДЕНИЕ Во введение обосновывается актуальность проблемы, излагаются цели и задачи, обосновывается выбор объекта исследования и перспективы развития. Во введении коротко освещаются задачи организаций, связанных с КРС, приводятся общие сведения о районе работ, о скважине (на которой планируется провести необходимые работы). 2.1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О РАЙОНЕ РАБОТ. В данном разделе необходимо кратко описать географическое положение, рельеф и поверхностный покров местности, климат, глубину промерзания грунта, сроки отопительного периода и т.д. (таблица 1). Таблица 1 - Сведения о районе работ Значение (текст, название, величина)

Наименование Площадь (месторождение) Год ввода площади в разработку Административное расположение Республика область (край, округ) Район Температура воздуха, °С Среднегодовая наибольшая летняя наименьшая зимняя Максимальная глубина промерзания грунта, м Продолжительность отопительного периода, сут Преобладающее направление ветров Наибольшая скорость ветра, м/с Многолетнемерзлые породы, м -кровля -подошва

6

2.2 ИНЖЕНЕРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАЗРЕЗА МЕСТОРОЖДЕНИЯ (ПЛОЩАДИ, УЧАСТКА). Эта часть представляется в виде таблиц и текста, которые соответствуют требованиям макета рабочего проекта на строительство скважин на нефть и газ и служит основой для проектирования ремонтных работ. 2.2.1 Тектоника. Приводятся данные по тектоническому строению геологического разреза месторождения (носит описательный характер). 2.2.2 Литолого-стратиграфическая характеристика и физикомеханические свойства горных пород по разрезу скважины. Геологический разрез описывается в виде текста по породам слагающим свиту, литолого–стратиграфическая характеристика и физикомеханические свойства горных пород, а также сведения о градиентах и температуре по разрезу приводятся в таблицах 2,3. 2.2.3 Нефтегазоводоностность. В разделе приводятся данные о нефтеносности, газоносности и водоносности (описываются в виде текста нефтеносные, газоносные и водоносные горизонты). Общие данные сводятся в таблицы 4,5,6. 2.2.4 Возможные осложнения при бурении. Сведения о возможных поглощениях бурового раствора, осыпи и обвалы стенок скважины, нефтегазоводопроявления, прихватоопасные зоны и прочие возможные осложнения сводятся в таблицах 7-11. Таблица 11 – Прочие возможные осложнения. Интервал, м от (верх)

до (низ)

Вид (название осложнения)

Характеристика (параметры) осложнения и условия возникновения

1

2

3

4

2.3 АНАЛИЗ ПРИМЕНЯЕМЫХ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ ВИДОВ РЕМОНТОВ СКВАЖИН (ПРС И КРС). Приводится анализ ремонтных работ на предприятии по нескольким месторождениям за последние пять лет.

7

Таблица 2 – Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины Стратиграфическое подразделение название

индекс

1

2

Элементы залегания (падения) пластов по подошве, град.

Глубина залегания, м от (кровля) 3

до мощность (подошва) (толщина) 4 5

угол

азимут

6

7

Горная порода краткое название 8

процент в интервале 9

Коэффициент кавернозности в интервале 10

Продолжение таблицы 2 8

Плотность, кг/м3

Пористость, %

11

12

Проницаемость, 10-3 мкм2 13

Глинистость, % 14

Карбонатность, Соленосность, % % 15

16

Сплошность породы 17

Продолжение таблицы 2 Твердость, МПа

Расслоеность породы

Абразивность

18

19

20

Категория породы по промысловой классификации (мягкая, средняя и т.д.) 21

11

Коэффициент Пуассона

Модуль Юнга, Па

22

23

Таблица 3 - Градиенты давлений и температура по разрезу. Индекс стратиграфического подраздел. 1

Градиенты

Глубина определения давления 2

пластового давления, МПа/м*102

гидроразрыва пород, МПа/м*102

горного давления, МПа/м*102

геотермический, о С/100м

3

4

5

6

Таблица 4 - Нефтеносность.

9

Индекс стратиграфического подразделения 1

Плотность, кг/м3

Интервал, м от (верх)

до (низ)

2

3

Тип коллектора 4

в пластовых условиях 5

после дегазации 6

Содержание, Свобод% по весу Подвижность, ный депарабит, МПа×с. серы фина м3/сут. 7

8

9

10

Окончание таблицы 4.

Газовый фактор, м3/т 11

Параметры растворенного газа Содержание, % Относительная по воздуху плотность сероводорода углекислого газа газа 12

13

14

12

Коэффициент сжимаемости 15

Давление насыщения в пластовых условиях, МПа 16

Таблица 5 – Газоносность Интервал, м

Индекс стратиграфического подразделения 1

Содержание, % по объему

от (верх)

до (низ)

2

3

Тип коллектора

Состояние (газ, конденсат)

сероводорода

углекислого газа

4

5

6

7

Продолжение таблицы 5

10

Относительная по воздуху плотность газа 8

Коэффициент сжимаемости газа в пластовых условиях 9

Плотность газоконденсата, кг/м3 Свободный дебит м3/сут

в пластовых условиях

на устье скважины

Фазовая проницаемость, 10-3мкм2 (мД)

11

12

13

10

Таблица 6 – Водоносность. Интервал, м Индекс стратиграфического от подразделения (верх) 1

2

до (низ) 3

Тип коллектора

Плотность, кг/м3

Свободный дебит, м3/сут

4

5

6

13

Химический состав воды, мг/л анионы Cl7

катионы

SO4-2 HCO38

9

Na+

Mg+2

Ca+2

10

11

12

Окончание табл. 6 Минерализация, г/л

Тип воды по Сулину

14

15

Отношение к источнику питьевого водоснабжения

Таблица 7 – Сведения о возможных поглощениях бурового раствора.

11

Индекс стратиграфического подразделения 1

Интервал, м от (верх)

до (низ)

2

3

Максимальная интенсивность поглощения, м3/час

Имеется ли потеря циркуляции (да, нет)

Условия возникновения

4

5

6

Таблица 8 – Осыпи и обвалы стенок скважины Индекс стратиграфического подразделения 1

Интервал, м от до (верх) (низ) 2

3

Интенсивность осыпей и обвалов

Время до начала осложнения, сутки

4

5

Проработка в интервале из-за этого осложнения мощскорость, ность, м м/час 6 7

14

Условия возникновения 8

Таблица 9 – Нефтегазоводопроявления. Индекс стратиграфического подразделения 1

Интервал, м от (верх)

до (низ)

Вид проявляемого флюида

2

3

4

Величина столба газа при ликвидации газопроявления, м

Плотность смеси при проявлении, кг/м3

Условия возникновения

5

6

7

Таблица 10 – Прихватоопасные зоны. 12

Индекс стратиграфического подразделения 1

Интервал, м от (верх)

до (низ)

2

3

Наличие ограничений на время оставления инструмента без движения или промывки 4

Репрессия при прихвате, кгс/см2

Условия возникновения

5

6

15

Эффективность производства ремонтных работ приводятся в таблице (составляется самостоятельно). 2.4 ВЫБОР ВИДА (ВИДОВ РЕМОНТНЫХ РАБОТ, ИХ ОБОСНОВАНИЕ И РАСЧЕТ ПО ЗАДАНИЮ РУКОВОДИТЕЛЯ). 2.4.1 Выбор типа жидкости и расчет глушения скважин. Определение целей и задач глушения скважин жидкостью. (Проводят для предотвращения открытого фонтанирования, выбросов нефти, газа при снятии устьевого оборудования и подъеме труб из скважины, т.е. для создания противодавления на пласт) Чем вызвана необходимость использования жидкостей глушения? (Тем, что пакерные отсекатели устьевого или забойного типа для ремонта скважины без ее глушения конструктивно несовершенны и ненадежны в работе. Глушение фонтанной скважины производится закачкой жидкости глушения методом прямой или обратной промывки эксплуатационной колонны до выхода циркуляционной жидкости на поверхность и выравнивания плотностей входящего и выходящего потоков. По истечении 1-2 ч при отсутствии переливов и выхода газа скважина считается заглушенной). Требования к выбору жидкости глушения. 1. Плотность определяют из расчета создания столбом жидкости для глушения давления, превышающего пластовое в соответствии с требованиями РД. 2. Не допускается отклонение величины плотности жидкости для глушения от установленных проектом величин более чем на ± 20 кг/м. 3. Жидкость глушения должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами, должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами. 4. Фильтрат жидкости глушения должен обладать ингибирующими свойствами на глинистые частицы при любом значении рН пластовой воды. 5. Жидкость для глушения должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование. Скорость, коррозии стали не должна превышать 0,1 мм/год. 6. Жидкость должна быть термостабильной при высоких температурах и не кристаллизоваться на поверхности в зимних условиях. 7. Жидкость глушения должна быть негорючей, взрывопожаробезопасной, нетоксичной. 8. Жидкость должна быть технологична в приготовлении и использовании. 9. Технологические свойства жидкости глушения должны регулироваться. 13

Основное назначение ЖГ заключается в обеспечении необходимой репрессии на пласт, исключающей ее самопроизвольный выброс и гарантирующей сохранение коллекторских свойств призабойной зоны скважины. Для глушения скважин за один цикл через насосно-компрессорные трубы, спущенные до забоя, с полной заменой скважинной жидкости и продавливанием ЖГ в пласт необходимая ее плотность рассчитывается по формуле:

ρж = где

Р пл ⋅ (1 + П ) hиз ⋅ cosα ⋅ 9,8 ⋅ 10

−6

, кг/м3

(1)

П - коэффициент безопасности работ, учитывающий возможность повышения пластового давления в призабойной зоне скважины в период ремонта; Р пл - пластовое давление, МПа; h ис - отметка положения искусственного забоя по стволу скважины, м; а - средний зенитный угол ствола скважины, град.

Для глушения скважин механического фонда при 100%-й обводненности поднасосной жидкости в условиях отстоя необходима (частичная замена скважинной жидкости в интервале от устья до подвески насоса). В этом случае плотность закачиваемой за один цикл жидкости рассчитывается по формуле:

ρж = где

Р пл ⋅ (1 + П ) − Р н hтр ⋅ cosα 1 ⋅ 9,8 ⋅ 10

−6

, кг/м3

(2)

Рн = 9,8 ⋅ P⋅(hиз – hтр) ⋅ cos a2 - давление столба пластовой жидкости от насоса до забоя, МПа; hтр - отметка глубины спуска НКТ или насоса, м; α1 и α2 - соответственно, средние зенитные углы ствола скважины в интервале от устья до окончания НКТ (насоса), и от подвески насоса до забоя, град.

При многоцикличном глушении скважин механического фонда (рисунок 1) при отсутствии достаточной приемистости (в скважинах с низкой проницаемостью: менее 0,05 мкм2 = 50 мД) или если действующими инструкциями запрещается задавливать скважинную жидкость в пласт, плотность ЖГ при втором и последующих циклах глушения определяется по формуле:

14

ρ ж1 =

[Р

пл

]

− ρ в ⋅ (hиз − hтр ) ⋅ cos α ⋅ g ⋅ (1 + П )

(3)

hтр ⋅ cos α ⋅ g

Величина П выбирается по данным, приведенным в таблице 12. Таблица 12 – Выбор величины коэффициента безопасности работ (ОП) Градиент Коэффиципластового ент продукдавления, тивности, атм./10 м м3/сут. атм. 1 2 до 0,5 до 0,9

0,5 - 2,0 свыше 2,0 до 0,5

0,9 - 1,2

0,5 - 2,0 свыше 2,0 до 0,5

свыше 1,2

0,5 - 2,0

свыше 2,0

Газосодержание продукции м3/м3 3 до 100 100 - 400 свыше 400 до 100 100 - 400 свыше 400 до 100 100-400 свыше 400 до 100 100 - 400 свыше 400 до 100 100 - 400 свыше 400 до 100 100 - 400 свыше 400 до 100 100 - 400 свыше 400 до 100 100 - 400 свыше 400 до 100 100 - 400 свыше 400

15

Коэффициент безопасности в зависимости от глубины 1200- Свыше до 1200 м 2400 м 2400 м 4 5 6 0,08 0,05 0,05 0,08 0,05 0,05 0,08 0,05 0,05 0,08 0,05 0,05 0,08 0,05 0,05 0,08 0,05 0,05 0,08 0,05 0,05 0,08 0,05 0,05 0,08 0,05 0,05 0,08 0,05 0,05 0,08 0,08 0,05 0,08 0,08 0,05 0,08 0,05 0,05 0,08 0,08 0,05 0,08 0,08 0,05 0,08 0,05 0,05 0,10 0,08 0,05 0,10 0,10 0,08 0,10 0,08 0,05 0,10 0,08 0,05 0,10 0,10 0,08 0,10 0,08 0,05 0,10 0,10 0,05 0,10 0,10 0,08 0,10 0,08 0,05 0,10 0,10 0,08 0,10

0,10

0,08

2.4.1.1 Выбор необходимой вязкости ЖГ

Определение необходимости обработки ЖГ ингибиторами коррозии и реагентами для предупреждения солеотложений. 1 С целью сохранения коллекторских свойств призабойной зоны скважины необходимо обеспечить минимально возможное проникновение ЖГ в пласт под действием репрессии. Это чаще всего достигается увеличением вязкости ЖГ путем введения растворимых в ней полимеров. Выбор типа используемого для загущения ЖГ полимера необходимо производить исходя из сведений о солевой основе жидкости, температурных условий применения и продолжительности ведения ремонтных работ. В качестве универсального загустителя рекомендуется использовать модифицированный крахмал МК-3, термостабильность которого ограничивается 100°С. При более высоких значениях пластовой температуры (до 150 °С) следует использовать реагент ОЭЦ (оксиэтилцеллюлоза). Для определения необходимой концентрации добавки загустителя необходимо выбрать требуемую величину вязкости ЖГ с учетом температурных условий применения. 2 Для предотвращения поглощения жидкости глушения в высокопроницаемыми продуктивными пластах (> 0,3 мкм2), а также при глушении скважин с большим газовым фактором (> 400 м3/м3) следует применять буферную жидкость максимально возможной вязкости. При наличии в скважине спущенных до забоя НКТ и интенсивном поглощении ЖГ в состав загущенной буферной жидкости необходимо ввести водо-, кислоторастворимые наполнители (молотый мел, известняк, сидерит, поваренная соль и др.). Ориентировочная дозировка загустителя - до 2 %, наполнителя - до 4 %. 3. Учитывая требование коррозионной инертности ЖГ по отношению к металлу труб и погружного оборудования, промышленному использованию жидкости для глушения скважины должны предшествовать лабораторные испытания на коррозионную активность. 4. Коррозионная активность водных растворов неорганических солей увеличивается с уменьшением водородного показателя рН, повышением температуры (особенно выше 90°С), при разбавлении ЖГ пластовыми водами. Дополнительным фактором, способствующим появлению локальной коррозии, является отложение на поверхности металлов водонерастворимых солей (CaS04, СаСО3), происходящее при смешивании жидкостей на основе кальциейсодержащих солей с пластовыми водами сульфатного и гидрокарбонатного типа. Образование осадков, как правило, сопровождается кольматацией порового пространства продуктивного пласта, отложением солей на элементах насосного оборудования в скважине, лифтовых трубах, нефтесборном коллекторе.

16

5. С целью предотвращения солеобразования и снижения коррозионной активности при использовании ЖГ на основе кальциевых солей (CaCl2, Са(NО3)2) для глушения скважин, имеющих в продукции пластовую воду указанных типов, необходимо использовать один из следующих реагентов: - амифол (ТУ 6-09-20-195-910) - смесь аммонийных солей следующих кислот: нитрилтриметилфосфоновой, фосфористой и соляной - хорошо растворимая в воде композиция желто-зеленого цвета пастообразной консистенции, взрыво-пожаробезопасное, малотоксичное соединение. - ОЭДФ (ТУ 6-09-20-54-79) - оксиэтилендифосфоновая кислота - порошкообразное вещество белого цвета, малотоксичное соединение. - НТФ (ТУ 6-09-5283-86) - нитрилотриметилфосфоновая кислота порошок белого цвета, хорошо растворимый в воде, кислотах, щелочах; малотоксичное соединение. Указанные реагенты используются в виде 10 - 20 % - ных водных растворов и эффективны до температуры 130 °С. Рабочие концентрации ингибиторов коррозии и осадкообразования должны составлять 0,02 % - 0,06 % масс., где нижнее значение соответствует меньшей, а верхнее - большей концентрации осадкообразующих ионов в интервале 200 – 2000 мг/л. 6. При использовании для глушения тяжелых рассолов на основе хлоридов и бромидов кальция и цинка необходимо использовать ингибиторы коррозии типа Нефтехим - 3, Тарин, СНПХ - 6014М, представляющие собой маслянистые жидкости темного цвета. Рекомендуемая концентрация введения реагентов от 0,10 г/л до 2 г/л в зависимости от температуры и агрессивности среды. 7. Рабочие концентрации используемых ингибиторов должны быть уточнены в лабораторных условиях по соответствующей методике. 2.4.1.2 Необходимость ввода ПАВ в состав ЖГ.

1. С целью предотвращения отрицательного влияния капиллярных сил, возникающих на границе раздела фаз при контакте ЖГ на водной основе с пластовой углеводородной жидкостью необходима обработка ЖГ соответствующими ПАВ. Обработке следует подвергать жидкости при глушении скважин с низкой проницаемостью продуктивных пластов (менее 50 мД). 2. При выборе ПАВ следует руководствоваться следующим: - межфазное натяжение на границе раздела фаз ЖГ - пластовый флюид должно быть минимальным и не превышать 7 - 10 мН/м; - ПАВ должны обладать способностью гидрофобизации поверхности поровых каналов призабойной зоны пласта; - в рассолах следует использовать неионогенные и (или) катионные ПАВ или их композиции.

17

3. Выбор ПАВ для ЖГ с содержанием твердой фазы следует производить в соответствии с разделом 6 РД 39-0147009-510-85 "Руководство по предупреждению загрязнения нефтенасыщенных пластов". Выбор ПАВ для ЖГ без твердой фазы на основе рассолов следует производить в соответствии в РД 39-14/02-005-90 "Инструкция по технологии приготовления и применения жидкостей без твердой фазы с регулируемыми свойствами, сохраняющих коллекторские свойства пластов, для сложных условий глушения, в том числе на основе тяжелых жидкостей". 4. Для ЖГ без твердой фазы на водной основе рекомендуется добавление композиции неионогенного и катионоактивного ПАВ при их соотношении 1:10 и содержании последнего 0,1 - 0,2% масс. Рабочие концентрации ПАВ должны уточняться в лабораторных условиях. 2.4.1.3 Прогнозирование влияния ЖГ на потенциальную продуктивность скважин после проведения ремонтных работ.

1. Критерием оценки влияния ЖГ на продуктивность скважин при проведении ремонтных работ является величина коэффициента дополнительных фильтрационных сопротивлений S (скин-эффект), определяемого по формуле: S = S1 + S 2 где

(4)

S1 - коэффициент добавочных фильтрационных сопротивлений, создаваемых мелкодисперсными частицами твердой фазы; S2 - коэффициент добавочных фильтрационных сопротивлений, создаваемых фильтратом жидкости глушения.

2. Определение величин коэффициентов S1 и S2 основано на результатах лабораторных исследований проницаемости натурных (или модельных) образцов кернов после воздействия ЖГ различного состава и производится по формулам: 1 rc + ⎞ ⎛ 1 n S 1 = ⎜⎜ (5) − 1 ⎟⎟ ⋅ ln ⋅ β r c ⎠ ⎝ 1cc 1 rc + ⎛ 1 ⎞ n S 2 = ⎜⎜ − 1⎟⎟ ⋅ ln ⋅ (6) β r c ⎝ 2cc ⎠ где

δ и β1 – соответственно, глубина и коэффициент восстановления

проницаемости зоны кольматации проницаемый среды вокруг перфорационных каналов; rс - радиус скважины по долоту, м; 18

n - плотность перфорации, отв/м; r0 - радиус перфорационного канала, м. β1cc =

где

ln ⋅ n ⋅ rc ⎛ 1 δ⎞ ln ⋅ (n ⋅ (r0 + δ )) − ⋅ ln ⋅ ⎜⎜ 1 + ⎟⎟ β1 r0 ⎠ ⎝

Rф - радиус проникновения фильтрата ЖГ, м (от оси скважины); β2ср = k2ср/k - средний коэффициент восстановления проницаемости пористой среды по нефти после воздействия фильтрата жидкости перфорации. n

β 2cc = ∑

i =1

где

(7)

β 2i n

(8)

β2i - коэффициент восстановления проницаемости керна в i-той кольцевой зоне размером Δr (рекомендуется принимать равной 0,2 м) от стенки скважины до радиуса Rф проникновения фильтрата ЖГ.

3. Определение величин β1 и δ необходимо проводить в соответствии с методикой экспериментальной оценки закупоривающего действия твердой фазы, изложенной в разделе 4 РД 39-147009-510-85 "Руководство по предупреждению загрязнения нефтенасыщенных пластов". Указанные величины определяются для жидкостей, содержание твердой фазы в которых обусловлено рецептурой (наполнители, кольматанты). Остальные жидкости перед использованием на скважине необходимо подвергать очистке от мелкодисперсных частиц твердой фазы до значений концентрации последних не более 0,1% масс. 4. Для получения величин β2i и β2ср необходимо определить зависимость коэффициента восстановления проницаемости керна от перепада давления после воздействия фильтрата ЖГ на керне длиной 5 см, полученную в результате экспериментальных исследований по методике, изложенной в разделе 2 РД 39-0147001-742-92 "Методика комплексной оценки качества вскрытия продуктивных пластов, заканчивания скважин и выбора рабочих жидкостей для повышения качества вскрытия пластов". 5. Определение величин β2i и β2cр производится на основе полученной согласно п.4. зависимости β2 от величины перепада давления. При этом необходимо учитывать значения перепада давления на керне длиной 5 см в зависимости от удаленности пористой среды от оси скважины и планируемой депрессии при освоении (таблица 13).

19

Таблица 13 - Зависимость перепада давления на керне длиной 5 см (атм.) от расстояния до оси скважины и величины депрессии при освоении Депрессия при освоении скважины, МПа 4,0 6,0 8,0 10,0

Расстояние до оси скважины, м (rc = 0.11 м) 0,11- 0,31- 0,51- 0,71- 0,91- 1,311,710,31 0,51 0,71 0,91 0,31 0,71 2,11 1,34 0,64 0,43 0,32 0,21 0,16 0,13 2,00 0,97 0,64 0,48 0,32 0,24 0,19 2,68 1,29 0,86 0,64 0,43 0,32 0,26 3,35 1,61 1,07 0,80 0,54 0,40 0,32

5. Радиус проникновения фильтрата незагущенной ЖГ следует определять по формуле:

Rф = где

rc2

ΔP ⋅ d э2 Vд + + 4 ⋅ ρж ⋅ q ⋅ m ⋅ h π ⋅ m ⋅ h

(9)

ΔР - репрессия на пласт после глушения, МПа; Vд - объем долива ЖГ во время ремонта, м3; ρж - плотность ЖГ, кг/м3. т - пористость, доли ед; q – ускорение свободного падения, м/сек2.

6. Радиус проникновения загущенной (коркообразующей и некоркообразующей) ЖГ следует определить по формуле: Rф = где

rc2

V0 + C ⋅ S k ⋅ t 0 , 5 + π ⋅m⋅h

(10)

С - коэффициент инфильтрации ЖГ, 1/мин0,5; Vo - мгновенная утечка (объем ушедший в пласт жидкости до образования корки), м3/м2; Sк- площадь поверхности контакта ЖГ с пластом (площадь перфорационных отверстий), м2; t - время действия репрессии на пласт (время ремонта), мин.

7. Величину С для загущенной некоркообразующей жидкости определяют по формуле:

20

C= где

60 ⋅ k ⋅ ΔP ⋅ m η эф

(11)

ηэф - эффективная вязкость фильтрующейся жидкости (определяется для градиента сдвига 9 с –1, Па ⋅ с)

8. Величины Vo и С для коркообразующей жидкости (с твердой фазой) определяются экспериментальным путем по методике. Для ЖГ при капитальном ремонте рекомендуется обеспечивать значения указанных величин в пределах: для Vo = 5 ÷ 15 л/м2, для С = 0,005 ÷ 0,0005 м/мин0,5. 9. Величина Sк для скважин, законченных открытым забоем, определяется по формуле:

S к = 2 ⋅ π ⋅ rc ⋅ h1

(12)

Для обсаженной и перфорированной скважины площадь поверхности контакта ЖГ с пластом Sк определяется по формуле: S к = 2 ⋅ π ⋅ r0 ⋅ n ⋅ hперф. ⋅ (l 0 − rc )

(13)

В таблице 14 даны сведения о размерах перфорационных каналов, получаемых с использованием отечественных высокопробивных кумулятивных перфораторов.

10. Выбор ЖГ необходимо производить, исходя их минимальных значений коэффициента инфильтрации С. Таблица 14 - Технические характеристики отечественных высокопробивных перфораторов. Параметры макс. № Тип пермакс. давлеп/п форатора диаметр, ние, мм МПа 1 ПКО 89С 89 138 2 ПРК 42С 43 103 3 ПК 105С 105 138

n плотность диам. макс. темпер, перфорации, вход. отв/м отв, мм С0 165 165 165

20 20 12

11,4 6,7 9,7

δ глуб. канала, мм 660 311 655

Необходимая геолого-промысловая информация о продуктивном пласте, конструкции скважины и виде ремонтных работ.

21

Из геолого-технической документации по скважине выбрать следующие данные (таблица 15): Информация о виде ремонтных работ используется для оценки необходимой продолжительности ведения работ на скважине Т, сут. Необходимо оценить влияние на продуктивность скважины ЖГ при проведении ремонтных работ в течение 30 сут. Таблица 15 - Расчет плотности и выбор компонентного состава жидкости глушения при производстве ремонтных работ № п/п 1. 2. 3. 4.

• • • •

5.

•

6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13.

• • • • • • • •

Данные по скважине № на месторождении. радиус скважины по долоту, м диаметр эксплуатационной колонны, м отметка искусственного забоя по стволу скважины, м средний угол наклона (от вертикали) по стволу скважины, град. отметка спуска насосно-компрессорных труб (НКТ) или насоса, м диаметр НКТ, м средняя проницаемость пласта, мД пористость пласта коэффициент продуктивности скважины, м3/сут/атм интервал перфорации, м тип перфоратора; радиус перфорационного канала, м длина перфорационного канала от центра скважины, м

14. • плотность перфорации,отв/м 15. • газосодержание продукции, м3/м3 16. • обводненность продукции (доля воды в нефтегазовой смеси), % 17. • плотность пластовой воды, кг/м3 18. • альтитуда скважины, м 19. • пластовое давление и дата его замера, МПа 20. • коэффициент безопасности 21. температура на поверхности при производстве работ, С0 22. • температура на забое, С0 23. • среднегодовая температура на устье, С0

22

Показатели, ед. изм. rс = dэ = hиз=

α= hтр = dтр = k= m= hперф= rо = lо = n=

b= ρв = А= Рпл = П= t= t= t=

СОДЕРЖАНИЕ

1 2 2.1 2.2 2.2.1 2.2.2 2.2.3 2.2.4 2.3 2.4 2.4.1 2.4.1.1 2.4.1.2 2.4.1.3

Общие положения ………………………………………………. Пояснительная записка …………………………………………. Общие сведения о районе работ ……………………………….. Инженерно-геологическая характеристика разреза месторождения (площади, участка) ………………………………………. Тектоника ……………………………………………………….. Литолого-стратиграфическая характеристика и физикомеханические свойства горных пород по разрезу скважины ... Нефтегазоводоностность ………………………………………. Возможные осложнения при бурении ………………………… Анализ применяемых на месторождении видов ремонтов скважин (ПРС и КРС) …………………………………………... Выбор вида (видов ремонтных работ, их обоснование и расчет по заданию руководителя) …………………………………. Выбор типа жидкости и расчет глушения скважин …………... Выбор необходимой вязкости ЖГ …………………………….. Необходимость ввода ПАВ в состав ЖГ ……………………… Прогнозирование влияния ЖГ на потенциальную продуктивность скважин после проведения ремонтных работ …………..

3 6 6 7 7 7 7 7 7 13 13 16 17 18

Бум. писчая № Подписано к печати Заказ № Уч. изд. л. Формат 60×84 1/16 Усл. печ. л. Отпечатано на RISO GR Тираж 100 экз. ________________________________________________________________ Издательство «Нефтегазовый университет» Государственного образовательного высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет» 625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 38 Отдел оперативной полиграфии издательства «нефтегазовый университет» 625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 38 23